Новий дизайн ринку електроенергії ЄС: основні заходи для трейдерів, виробників електроенергії та операторів систем передачі

13 червня 2024 року було офіційно прийнято Регламент 2024/1747 та Директиву 2024/1711 Європейського Парламенту та Ради. Основною метою цих нових Регламентів і Директив є внесення змін до Регламенту 2019/943 («Регламент щодо електроенергії») і Директиви 2019/944 («Директива про електроенергію») з метою покращення дизайну ринку електроенергії Союзу («EMD»).

Three pillars of Europe's electricity market design. Source: EU Commission

1. Вступ.

Деякі заходи будуть включені до консолідованої версії Регламенту щодо електроенергетики («Новий регламент щодо електроенергетики») і набудуть чинності 17 липня 2024 року. Інші заходи будуть включені до консолідованої версії Директиви щодо електроенергетики («Нова Директива щодо електроенергетики») ) і мають бути транспоновані державами-членами до 17 січня 2025 року.

Розрізнення між різними заходами також можна зробити залежно від ринків, на яких діють різні оператори:

(i) ринок оптової торгівлі та виробництва електроенергії;

(ii) ринок передачі електроенергії (високовольтна мережа);

(iii) ринок розподілу електроенергії (низьковольтна мережа); та

(iv) роздрібний ринок постачання електроенергії.

На кожному з цих ринків діють різні оператори: трейдери та виробники, оператори систем передачі (TSO), оператори систем розподілу (DSO) та постачальники електроенергії. Цей бюлетень містить огляд заходів для трейдерів, виробників електроенергії та операторів систем передачі електроенергії, що діють на ринку оптової торгівлі та виробництва електроенергії та на ринку передачі електроенергії.

Другий випуск новин, який буде опубліковано пізніше, стосуватиметься заходів для постачальників електроенергії та операторів розподільних систем.

2. Заходи на ринку оптової торгівлі та виробництва електричної енергії

У межах оптового та виробничого ринку можна додатково розрізнити заходи, що безпосередньо впливають на короткостроковий ринок, і заходи, що безпосередньо впливають на довгостроковий ринок.

а) Заходи на короткостроковому ринку оптового продажу та виробництва електроенергії

Не відбулося реформування основного принципу короткострокового ринку електроенергії. Принцип порядку заслуг продовжуватиме застосовуватися, так що гранична вартість одиниці граничної (викопної або невикопної) одиниці, необхідної для задоволення попиту на електроенергію, як і раніше визначає клірингову ціну на короткостроковому оптовому ринку і, таким чином, розподіл між -зональні ємності.

Однак новий дизайн ринку електроенергії призведе до чотирьох основних заходів, які вплинуть на трейдерів і виробників електроенергії на короткостроковому ринку оптового продажу та виробництва електроенергії:

• Ринки на добу наперед і внутрішньоденні ринки будуть організовані таким чином, щоб гарантувати, що суб’єкти, які організовують об’єднання різних «національних» бірж електроенергії (тобто призначені оператори ринку електроенергії («NEMO»)), повинні будуть ділитися ліквідність їхніх відповідних портфелів заявок до останнього моменту часу, коли торгівля на добу наперед або всередині дня буде дозволена, і їм буде заборонено організовувати торгівлю ідентичними продуктами за межами сполучення на добу наперед і всередині доби (стаття 7 Нового регламенту електроенергетики). Наприклад, це означає, що на практиці в німецькій торгівельній зоні замовлення від усіх NEMO мають надсилатися до спільної книги замовлень за п’ять хвилин до доставки.

• З 1 січня 2026 року внутрішньоденний міжзональний час закриття воріт буде скорочено з 60 хвилин до реального часу на 1 до 30 хвилин до реального часу. Національний регулюючий орган («НРО») може, на прохання відповідного ОСП, надати відступ до 1 січня 2029 року на основі оцінки впливу та плану дій. Додатковий відступ можливий до 30 червня 2028 року на термін до двох з половиною років з дати першого відступу (стаття 8 Нового регламенту електроенергетики).
  

• NEMO надаватиме продукти для торгівлі з мінімальними розмірами пропозиції 100 кВт (0,1 МВт) замість мінімальних розмірів 500 кВт (0,5 МВт) (стаття 8 Нового регулювання електроенергетики).

• Держави-члени можуть вимагати від операторів систем передачі електроенергії у випадку регіональної чи загальносоюзної кризи цін на електроенергію (дивіться нашу наступну новину про це) запропонувати закупівлю продуктів для гоління в пік , тобто продуктів, у яких учасники ринку зменшують споживання електроенергії з мережі в години пік. на вимогу ОСП (стаття 7а Нового регламенту електроенергетики). Складність полягатиме у тому, щоб переосмислити, що таке «години пік» (тобто години, коли (i) валове споживання електроенергії, (ii) валове споживання електроенергії, виробленої з інших джерел, ніж відновлювані джерела, або (iii) ціна електроенергії на добу наперед очікується, що він буде найвищим). Пікові години зазвичай визначаються як години між 08:00 ранку та 08:00 вечора. Однак у зв’язку з нещодавнім значним збільшенням потужності сонячної енергії по всій Європі цей набір годин більше не можна вважати годинами пік.

б) Заходи на довгостроковому ринку оптового продажу та виробництва електроенергії

П’ять основних заходів торкнуться трейдерів та виробників електроенергії на довгостроковому ринку оптового продажу та виробництва електроенергії:

• На додаток до можливих змін (i) у частоті розподілу довгострокових прав на передачу («LTR»), (ii) у термінах погашення LTR (продовжених щонайменше до трьох років), (iii) у характері LTR та (iv) у тому, як LTR торгуються на вторинному ринку, Комісія зможе запроваджувати регіональні віртуальні центри для форвардних ринків шляхом ухвалення імплементаційного акту (стаття 9 Нового регламенту електроенергетики). Ці регіональні віртуальні центри складаються з нефізичного регіону, що охоплює більше ніж одну зону торгів, для яких на основі методології встановлюється довідкова ціна.
  

• Регіональні віртуальні центри насправді не є новинкою в Європі. Насправді регіональні віртуальні центри та LTR відповідно є частиною двох передових ринкових дизайнів, які виникли в Європі.

• Перший дизайн (до якого належать регіональні віртуальні хаби) був реалізований у країнах Північної Європи та Балтії та в Італії в контексті багатозональних хабів . Ця конструкція в основному спирається на ринок і різноманітність продуктів, розроблених через різні ринкові платформи. Він містить набір контрактів хеджування для групи торгових зон. Ці контракти прив’язані до основної ціни (системної ціни). У випадку країн Північної Європи та Балтії системна ціна являє собою фізично необмежену ціну на добу наперед. В Італії концентраційна ціна являє собою середню ціну на добу наперед у групі зон, що утворюють італійський багатозональний хаб. Учасники ринку хеджують ціновий ризик зони торгів, поєднуючи (i) форвардний продукт щодо ціни на хабі з (ii) контрактом на різницю між їх зоною торгів і на хабі. Форвардний продукт хеджує ціну на хабі. Контракт на розбіжності покриває різницю між ціною концентратора та ціною торгової зони (див. також нижче, щоб дізнатися більше про механізм угоди на розбіжності). Учасникам ринку особливо потрібні контракти на різницю, коли співвідношення цін між хабом і їх зоною торгів погане.

• Другий дизайн (до якого належать LTR ) був реалізований майже в усіх державах-членах у континентальній Європі в контексті однозонних хабів . Для кожної торгової зони цей дизайн ґрунтується на наборі контрактів хеджування, які пов’язані з кліринговою ціною на добу наперед цієї торгової зони. Ці контракти можуть бути достатніми для хеджування цінового ризику учасників ринку. Однак учасники ринку в даній зоні торгів можуть захотіти хеджувати свій ризик за допомогою контракту хеджування сусідньої зони торгів (тобто проксі-хеджування). Це може бути достатнім хеджуванням, якщо ціни в двох торгових зонах сильно корелюють. Якщо це не так, учасникам ринку потрібен додатковий інструмент хеджування, щоб покрити різницю в ціні між двома зонами торгів. У цьому контексті другий дизайн надає операторам ГТС додаткову й особливу роль. Вони відповідають за скоординований розрахунок довгострокових потужностей і за розміщення на аукціонах (фізичних або фінансових) LTR, що дозволяє учасникам ринку застрахуватися від специфічного ризику короткострокових зональних цінових диференціалів.

• Держави-члени сприяють використанню угод про закупівлю електроенергії («PPA») шляхом скоординованого забезпечення наявності інструментів для зменшення фінансових ризиків, пов’язаних із невиконанням платежів покупцем в рамках PPA (таких як гарантійні схеми за ринковою ціною). і доступні для споживачів, які стикаються з бар'єрами входу на ринок PPA (стаття 19a Нового регулювання електроенергетики). Ці гарантійні схеми можуть включати, серед іншого, державні гарантійні схеми за ринковими цінами, приватні гарантії або засоби, що об’єднують попит на PPA. Зокрема, гарантійні схеми з державною підтримкою повинні включати положення для уникнення зниження ліквідності на ринках електроенергії та не повинні підтримувати купівлю генерації з викопного палива. На додаток до щорічної оцінки ринку PPA на рівні Союзу та держав-членів, Агентство ЄС із співробітництва регуляторів енергетики (ACER) має оцінити необхідність розробки та випуску добровільних шаблонів для PPA, адаптованих до потреб різні категорії контрагентів до 17 жовтня 2024 року (стаття 19b Нового Регламенту електроенергетики). 2

• Схеми підтримки прямих цін для інвестицій у нові об’єкти виробництва електроенергії, укладені 17 липня 2027 року або пізніше для виробництва електроенергії з енергії вітру, сонячної енергії, геотермальної енергії, гідроенергії без резервуару та ядерної енергії 3 , тепер повинні мати форму двостороннього контракти на різницю або еквівалентні схеми з однаковими ефектами (стаття 19d Нового регулювання електроенергетики). Двосторонній контракт на різницю гарантує фіксовану ціну (ціна страйку) для інвестора за електроенергію, вироблену його об’єктом. За цим контрактом покупець (який є державною організацією) фактично «сплачує» продавцю (інвестору) договірну ціну електроенергії. Насправді покупець не обов’язково споживає придбану електроенергію, а лише фактично сплачує або отримує різницю між базовою ціною (як правило, ринковою ціною на добу наперед) і ціною виконання. На практиці продавець виплачує покупцеві доходи, отримані, коли базова ціна (як правило, ринкова ціна на добу наперед) перевищує ціну виконання. З іншого боку, продавець отримує від покупця доходи, отримані, коли базова ціна нижча за ціну виконання. Наприклад, виробник електроенергії інвестує в нову вітрову електростанцію та «продає» весь обсяг, який буде вироблений, бельгійській державі за двостороннім контрактом на різницю за ціною виконання 50 євро/МВт-год. На добу наперед, якщо виробник електроенергії продає весь договірний обсяг за ціною 60 євро/МВт-год на бельгійській біржі електроенергії на добу наперед, цей виробник повинен буде заплатити 10 євро/МВт-год бельгійській державі. Якщо той самий виробник електроенергії продає весь договірний обсяг за ціною 40 євро/МВт-год на бельгійській біржі електроенергії на добу наперед, він отримає 10 євро/МВт-год від бельгійської держави. Зобов’язання використовувати двосторонні контракти на різницю не поширюється на схеми підтримки, які безпосередньо не пов’язані з виробництвом електроенергії, такі як зберігання енергії, і які не використовують пряму цінову підтримку, таку як інвестиційна допомога у формі авансових грантів, податкові заходи або зелені сертифікати.

• Національні органи влади повинні будуть кожні два роки оцінювати свої потреби в гнучкості та визначати на цій основі індикативну (тимчасову) національну ціль для невикопних ресурсів гнучкості, таких як реагування на попит і накопичення енергії, наприклад батареї та гідроенергетика з резервуаром (статті 19e та 19f Новий регламент електроенергетики). Такі оцінки мають вирішальне значення, враховуючи збільшення частоти негативних цін на спотових ринках після значного розгортання сонячних потужностей. Дійсно, така зростаюча частота вказує на те, що необхідно терміново підвищити гнучкість енергетичної системи, зробивши виробництво та попит більш чутливими до ціни, збільшивши ємності накопичувачів і розширивши взаємозв’язки з сусідніми торговими зонами. Якщо інвестиції в гнучкість невикопних джерел енергії недостатні для досягнення орієнтовної національної цілі, держави-члени можуть застосовувати схеми підтримки гнучкості невикопних джерел, які складаються з платежів за наявну потужність гнучкості невикопних джерел (стаття 19g Нового Регламенту щодо електроенергії).

• Механізми підвищення потужності , тобто заходи для забезпечення досягнення необхідного рівня достатності ресурсів шляхом компенсації ресурсів за їх доступність, більше не є тимчасовими (стаття 2(22), 21 і 22 Нового регулювання електроенергетики). Держави-члени можуть вимагати, щоб генеруючі потужності викопного палива, які розпочали комерційне виробництво до 4 липня 2019 року, у виняткових випадках були взяті на себе зобов’язання або отримували платежі чи зобов’язання щодо майбутніх платежів після 1 липня 2025 року відповідно до механізму потужності, схваленого Комісією до 4 липня 2019 року.

Нарешті, важливо зазначити, що PPA (якщо підтримуються державою), схеми прямої підтримки цін у формі двосторонніх контрактів на різницю та механізми потужності не перешкоджають застосуванню правил державної допомоги. Зокрема, слід зазначити, що коли Комісія оцінюватиме двосторонні контракти на різницю відповідно до правил державної допомоги, вона повинна буде забезпечити відповідність принципам проектування, викладеним у Новому регламенті щодо електроенергії (як це має місце в поточне поглиблене розслідування державної допомоги щодо продовження терміну служби двох ядерних реакторів у Бельгії 4 ).

3. Заходи на ринку передачі електроенергії

На ринку передачі електроенергії вжито чотири основні заходи:

• Методології встановлення тарифів мають стимулювати операторів ГТС до економічного функціонування та розширення мереж. З цією метою мережеві тарифи повинні бути розроблені з урахуванням як операційних, так і капітальних витрат, включаючи передбачувані інвестиції. 5 Регуляторне схвалення цих витрат відіграватиме центральну роль у забезпеченні надання достатніх інвестицій не лише для сприяння інтеграції ринку та безпеки постачання, але й для сприяння інтеграції відновлюваної енергії, сприяння гнучкості послуг, а також полегшення зберігання енергії та реагування на попит . Вимога щодо відображення витрат не повинна обмежувати можливість ефективного перерозподілу витрат там, де застосовуються плата за мережу, яка залежить від місця розташування або часу. Це може забезпечити нижчий тариф на транспортування там, де розташовані накопичувачі енергії (стаття 18 Нового регламенту електроенергетики).

• НРО або будь-який інший призначений компетентний орган держави-члена повинен розробити структуру для ОСП, щоб запропонувати можливість встановлення гнучких угод про підключення в областях, де пропускна здатність мережі для нових підключень обмежена або відсутня. Такі гнучкі угоди про підключення, наприклад, враховуватимуть накопичення енергії або обмежуватимуть час, протягом якого генеруюча електростанція може вводити електроенергію в мережу, або потужність, яку можна експортувати, що дозволить її часткове підключення. Підсилення мережі, що забезпечує структурні рішення, має бути пріоритетним, щоб гнучкі угоди про підключення стали твердими, як тільки мережі будуть належним чином розроблені та готові. Однак для територій, де підсилення мережі не вважається найефективнішим рішенням національним компетентним органом, гнучкі підключення повинні бути включені як постійне рішення, в тому числі для накопичення енергії (стаття 6a Нової директиви з електроенергії).

• Дохід від перевантаження операторів ГТС також використовуватиметься для компенсації операторам офшорних станцій з виробництва електроенергії з відновлюваних джерел у офшорній торговій зоні, безпосередньо пов’язаній з двома чи більше торговими зонами, де доступ до взаємопов’язаних ринків був обмежений таким чином, що оператори не можуть експортувати свою продукцію. виробництво електроенергії та, у відповідних випадках, оптова ціна є нижчою за ту, яка була б, якби доступ до взаємопов’язаного ринку не був обмежений (стаття 19 Нового регулювання електроенергетики).

• ОСП/TSO повинні публікувати прозорим чином чітку інформацію про потужність, доступну для нових з’єднань у зонах їхньої діяльності з високою просторовою деталізацією, дотримуючись громадської безпеки та конфіденційності даних, включаючи потужність за запитом на підключення та можливість гнучкого підключення в перевантажених зонах (ст. 50 і 57 Нового регламенту електроенергетики та статті 6a Нової Директиви електроенергетики). ОСП/TSO повинні надавати прозорим чином чітку інформацію користувачам системи про статус і обробку їхніх запитів на підключення протягом трьох місяців після подання запиту (включаючи, у відповідних випадках, інформацію, пов’язану з угодами про гнучке підключення).

Щоб переглянути все форматування цієї статті (наприклад, таблиці, виноски), перейдіть до оригіналу тут (Strelia Energy Newsflash - July 2024 (I).